第一次接触LCOE（平准化度电成本）指标是在2016年与维斯塔斯的合作中，针对相同的风电项目，国内风机厂家的营销策略往往是低价中标，维斯塔斯则认为风机价格不是越低越好，要结合发电量，以最低的LCOE作为选型指标，结果中标率较低。
为了给维斯塔斯高管“洗脑”，我们专门对比了IRR和LCOE的优劣，虽然当时觉得维斯塔斯不接地气，但此后我越来越发现，LCOE是一个非常有意义的指标，值得国内风机厂家和投资商师法。
对风电项目价值的评估，中国更看重IRR，外国更看重度电成本，这与两者的价格政策与管理体制相关。
中国风电项目采用标杆电价制度，电价是死的，造价和电量是活的。国内大型电力集团在项目评估中往往设置造价和回报率红线，限制了发电量高的优质项目可以通过造价实现的开发费，因此只能取得风资源素质一般的项目，或者说既定项目发电量水平提升空间相对有限，控制造价是提高投资回报率的主要途径。因此，中国风电项目评估更看重IRR这样可以具有综合性的评价指标，在不同项目、不同电价、不同行业之间进行横向对比。
而国外很多风电项目采用竞价制度，电价是通过造价、电量、预期回报率等因素反算出来投标确定的。我国各类电源项目竞价上网势在必行，没有了标杆电价该如何评价项目价值？一个电力项目如何竞价才能满足基本回报率要求？这时，LCOE指标的优越性日益突显。
LCOE公式莫衷一是
虽然越来越多的从业者将度电成本概念挂在嘴边，但对LCOE公式的理解和运用却经常出现偏差。
比较低级的错误是认为度电成本就是利润表上成本费用的度电化。即将运维、大修、折旧、利息等费用加总后除以年发电量，这样应该叫做度电经营成本更合适。有些人认为应该考虑时间价值，所以机械的将上述各种因素折现，但反而更没有意义。还有一种错误是投入产出不匹配。初始投资只考虑股东投入，后期成本还增加了利息支出，没有搞清楚是从项目角度还是股东角度在考虑问题。
相比，大多数外国政府或机构的文献中LCOE公式是正确的，在分子构成上会根据实际需要略有调整。比如，GE在《2025中国风电度电成本白皮书》中对公式的描述如下。分子包括总投资、折旧、运维和残值等。英国能源与气候变化部（DECC）公布的海上风电LCOE计算模型没有考虑残值，增加了对海上风电来说较为重要的弃置费支出。
舶来指标不能照搬照抄
好的指标自己会讲故事。LCOE公式表面计算的是将一个电力项目在建设期、经营期不均衡的各项经营支出和应满足的平均资金成本拉平，折算为每年平均的成本。换句话说，如果只有平均电价超过这一成本水平，才能满足成本支出和基本的收益要求。也就是说，LCOE表面上是度电成本，其实是度电电价。
但是，如果直接将上述公式的计算结果代入模型，会发现项目IRR收益率低于预期。这是因为LCOE公式隐含了一些假设和需要调整的事项：
1、没有考虑增值税。我国电价是含增值税的，而上述公式数据取自于利润表中的不含税数字。另外，总投资当中增值税进项税可以抵扣销项税，从而导致经营期前3-5年现金流高于利润表售电收入数值，后期实际缴纳增值税时，风电项目又享受50%即征即退税收优惠政策。导致增值税对度电成本形成多角度影响，因此得出的电价是不含增值税的电价，需根据实际情况调整。
2、没有明确所得税的影响。上述公式计算是从利润表角度计算度电成本和度电电价，付现成本是所得税后净支出，折旧考虑的是抵税作用，因此由此反算的电价是所得税后电价。真实电价应该是LCOE数值/（1-所得税率）。
3、没有考虑所得税三免三减半。所得税是现金流计算中非常重要的环节，因为成本项目可以抵税，收入项目需要交税。但我国风电项目享受“三免三减半”政策，前三年所得税率为0%，4-6年为12.5%，此后为25%，导致经营期前六年实际成本、折旧抵税与公式计算不符。
4、忽略项目融资结构变化。一般情况下，LCOE公式中的折现率（WACC）采用一个公式计算股权成本与税后债权成本的加权平均值。但绝大多数风电项目会进行项目融资，建设期长期贷款或融资租赁比例为70%-80%，扣除宽限期后还款期为10-14年。假设某项目建设期负债率80%，14年等额本金还款，债权融资税前成本6%，股权成本12%，考虑所得税三免三减半，项目20年WACC从最初的7.2%波动上升，至14年贷款全部偿还完毕后稳定在12%。一个固定折现率其实很难精准反应20年生命周期中每年所需收益率的变化。
因此，如果要精确计算一个项目的LCOE，每一年的现金流应该采用当年的WACC折现。但这也会导致突出了项目融资的个体差异，而无法在不同项目之间公平的进行横向对比。外国报告一般忽略经营期内资本结构变化，采用一个统一的数值折现6%或8%。与其叫做平均资本成本，不如叫做项目回报率更合适。
修正与提示
由于LCOE公式有上述水土不服的特征，建议对公式做如下两种方式的修正，修正后，上述大多数问题均可以得到解决，但所得税三免三减半的影响仍然无法通过一个因素的调整实现。因此，这一结果仍与具体项目实际情况略有差异，但已经可以更好的进行不同项目、不同厂家、不同电源种类、不同国别项目之间度电成本的横向对比。
修正公式1：度电含税成本或者说反算的度电含税电价=（扣除增值税进项税的总投资+付现成本现值-折旧抵税现值+残值现值）/年发电量现值/（1-25%）*1.17
修正公式2：度电含税成本或者说反算的度电含税电价=（包含增值税进项税的总投资+付现成本现值-折旧抵税现值（增值税进项税参与折旧而不抵扣）+残值现值）/年发电量现值/（1-25%）*1.085
注：折现率为预期项目投资回报率；1.17和1.085是考虑了不同情形下的增值税影响；模型运算中应不考虑所得税三免三减半影响，认为所得税率20年均为25%。
因此，业界在进行LCOE对比时，不应只关注结果，而应该先问假设和算法，确保大家在一个平台上，苹果对苹果，桔子对桔子。美国能源部（DOE）曾经以LCOE指标作为评选水电风电项目是否能获得科技进步奖金的依据之一，苦于指标计算假设不透明，无法保证项目评选的公正性。2015年10月，风和水动力技术办公室（wwpto）发布了《LCOE报告指南（doe_lcoe_reporting_guidance）》，对公式及其取值进行了解读。未来一两年中，LCOE指标必然被逐步纳入风机厂家和投资商对项目、招投标的评价指标。我国也应及时统一口径，促进行业以均一透明的方式竞争发展，让LCOE成为有活力而不被滥用的指标。
好的指标自己会讲故事
除了能够反算电价，进一步分析LCOE指标，还能给我们如下提示：
1、度电成本在建设期就确定了。
LCOE公式的分子由四个因素构成，虽然看上去取值时间不同，但折旧、残值均是总投资的衍生品，以一个典型五万千瓦项目为例，假设总投资4亿元，付现成本每年500万元，不考虑通胀、大修、增值税进项税和所得税三免三减半的影响，分子当中与总投资相关的因素合计占比约为90%。也就是说，后市场服务如果不能提升发电量，仅靠节省运维费用，智能化程度再高，对降低度电成本的影响也是杯水车薪。
因此，降低度电成本的KPI不应该放在后期运营维护部门，而应该前置到投资、设计、招标、施工环节，成立度电成本控制部进行全程把控。
2、风机是降低度电成本的关键。
LCOE公式中除了所得税是政府主导、不可控因素外，总投资、发电量、付现成本、折现率均为业主可控因素。这四大因素对度电成本下降的影响分别有多大？
仍然拿一个四类地区典型五万千瓦项目为例，假设总投资4亿元，年发电2100小时，付现成本每年500万元，折现率8%，不考虑通胀、大修、增值税进项税和所得税三免三减半的影响，修正LCOE为0.5281元/kwh。
以下分别逐步假设总投资、发电量、付现成本、折现率正向变化1%，修正LCOE累计下降2.5%。从降幅贡献可知，造价、发电能力、收益率要求是降低度电成本的关键。从敏感性上，发电小时和造价敏感度最高，每变化1%，修正LCOE变化0.89-0.99%。
而发电能力与风机直接相关，造价当中至少50%是机组价格。资金成本高低除与社会平均收益率水平有关，还取决于市场对于风电行业、风电项目安全性、流动性、收益性的判断，最有说服力的也是以风机稳定表现为核心的一张利润表和现金流量表。
远景能源CEO张雷曾经在一次演讲中强调，“到2020年，远景的智能风机技术能使中国50%土地上的风能度电成本下降到人民币0.2元左右。所以，沿着这个技术曲线再看10年，可再生能源会趋近于免费。”这个目标能实现么？
到2020年，运维费用方面，假设由于质保期延长和运维效率、智能化水平的提升，从目前的500万元/年下降到200万元/年（不考虑通胀）；资金成本方面，伴随社会平均资本回报要求下降、风电行业的日益成熟以及补贴回款速度的改善，折现率从8%下降到6%；不考虑复杂地形和主材价格波动，假设总造价从4亿元下降到3亿元；发电能力方面，假设不存在限电，基于资源禀赋和机组效率提升，三北平原丘陵地区年发电3500-4000小时，中东部地区年发电2200-2500小时，则修正LCOE区间如下。
由此可知，全国各地风电度电成本不可一概而论。或者说风资源良好、建设难度低的项目度电成本到0.2元/kwh实现的可能性较大，但风资源条件相对一般、建设难度高的地区要采用0.2元/kwh上网电价仍然任重而道远，需要风机厂家在降低造价、提高电量方面下更大的功夫。
